六盤山熱電廠#2鍋爐燃燒調(diào)整的研究及應(yīng)用

王會成

中鋁寧夏能源集團(tuán)有限公司六盤山熱電廠

六盤山熱電廠#2鍋爐燃燒調(diào)整的研究及應(yīng)用

王會成

中鋁寧夏能源集團(tuán)有限公司六盤山熱電廠

六盤山熱電廠#2鍋爐自投產(chǎn)以來一直存在爐膛煙溫、受熱面金屬壁溫和汽溫偏差大、再熱汽溫超溫、煙氣出口NOX濃度高等問題，直接影響機(jī)組出力。為了減小爐膛煙溫、金屬壁溫和汽溫偏差、降低再熱器事故噴水量、降低煙氣出口NOX濃度，提高機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性與安全性，從影響爐膛出口煙溫偏差、影響再熱汽溫的因素、如何降低煙氣出口NOX濃度等各個因素入手，對鍋爐進(jìn)行燃燒調(diào)整試驗(yàn)，提出切實(shí)可行的運(yùn)行方式，確保鍋爐的安全、環(huán)保、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

再熱汽溫；煙氣出口NOX；燃燒調(diào)整

1.設(shè)備概況

寧夏六盤山熱電廠2×330MW鍋爐為亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、自然循環(huán)、單爐膛、平衡通風(fēng)、擺動燃燒器四角切圓燃燒、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、緊身封閉、爐頂設(shè)大罩殼。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(B-MCR)1166T/H，過熱器、再熱器蒸汽出口溫度為541℃，BMCR工況下過熱蒸汽出口壓力17.47MPa，再熱蒸汽出口壓力3.92MPa，給水溫度279℃。

2.燃燒調(diào)整試驗(yàn)前存在的主要問題

六盤山熱電廠#2機(jī)組自投產(chǎn)以來一直存在爐膛煙溫、受熱面壁溫和汽溫偏差大、再熱器吸熱量大導(dǎo)致事故噴水量大、煙氣中NOX濃度高等問題，直接影響鍋爐安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

2.1 爐膛出口兩側(cè)煙溫、金屬壁溫偏差大

六盤山熱電廠#2爐爐膛出口A側(cè)煙溫偏高，B側(cè)煙溫偏低，屏式再熱器出口煙溫最大偏差達(dá)到150℃，導(dǎo)致兩側(cè)屏式再熱器金屬壁溫吸熱量不均勻，兩側(cè)金屬壁溫偏差較大，A側(cè)水平煙道結(jié)焦嚴(yán)重，2015年4月#2爐水平煙道形成煙氣走廊，導(dǎo)致末級再熱器爆管，機(jī)組非停，給廠里帶來巨大的經(jīng)濟(jì)損失。

2.2 鍋爐再熱汽溫偏高

六盤山熱電廠再熱器采用墻式再熱器，輻射換熱較大，自投產(chǎn)以來，再熱汽溫一直偏高，特別是供熱期間，鍋爐滿負(fù)荷運(yùn)行，再熱器事故減溫水處于全開狀態(tài)，嚴(yán)重時被迫降負(fù)荷運(yùn)行，滿足不了城市供熱和電網(wǎng)調(diào)峰需求，給電廠造成很大的負(fù)面影響和經(jīng)濟(jì)損失，為控制再熱汽溫不超限運(yùn)行，有時采用降低主汽溫度運(yùn)行，主汽溫度長期控制在520℃左右，再熱器減溫水全開和主汽溫度較低運(yùn)行導(dǎo)致鍋爐效率降低。

2.3 爐膛出口NOX濃度高

六盤山熱電廠2013年對兩臺鍋爐進(jìn)行脫脫硝改造，脫硝裝置采用選擇性還原全煙氣脫硝，采用液氨作為還原劑，為控制氮氧化物排放濃度達(dá)標(biāo)，液氨耗量居高不下，增加了的電廠運(yùn)營成本。

六盤山熱電廠鍋爐燃燒器采用上下濃淡分離技術(shù)和低氮切向燃燒系統(tǒng)設(shè)計(jì)，最上層設(shè)置兩層分離燃盡風(fēng)，能有效控制氮氧化物生成量；因再熱汽溫偏高，兩層分離燃盡風(fēng)門開度偏小，導(dǎo)致爐膛出口氮氧化物濃度超過設(shè)計(jì)值。

3.燃燒調(diào)整試驗(yàn)方法

再熱器管屏主要是通過對流和輻射來完成換熱的，因此，調(diào)整再熱器汽溫主要是通過調(diào)整通過再熱器的煙氣流量和煙氣溫度。

爐膛出口煙溫偏差是爐膛內(nèi)的流場造成的。通過對目前運(yùn)行的燃煤機(jī)組煙氣溫度和速度數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，在爐膛垂直出口斷面處的煙氣流速對煙溫偏差的影響要比煙溫的影響大。在300MW負(fù)荷區(qū)間進(jìn)行燃燒調(diào)整，得出最佳運(yùn)行方式，然后將所有負(fù)荷段的最佳運(yùn)行方式做成函數(shù)關(guān)系置入邏輯當(dāng)中，最后觀察機(jī)組的運(yùn)行狀況繼而做出相應(yīng)的預(yù)調(diào)。

3.1 燃燒器擺角的調(diào)整

燃燒器設(shè)計(jì)擺動范圍為±30°，根據(jù)各負(fù)荷下的再熱汽溫相應(yīng)的調(diào)整燃燒器擺角。維持鍋爐負(fù)荷、總風(fēng)量、磨組運(yùn)行方式及鍋爐配風(fēng)方式不變的情況下，分別將燃燒器擺角置于-30°、-20°、-10°、0°、10°、20°、30°，通過改變SOFA風(fēng)及燃燒器擺角的不同角度，觀察擺角變化對鍋爐汽溫、減溫水量及NOX的影響，得出再熱汽溫與擺角變化的曲線。

由于煙溫偏差導(dǎo)致受熱面存在壁溫偏差，使得受熱面容易出現(xiàn)超溫的現(xiàn)象，會限制主、再熱汽溫的提高。為了減小煙溫偏差，提高再熱汽溫，通過對SOFA水平擺角以及SOFA風(fēng)量的試驗(yàn)，確定SOFA風(fēng)的最佳水平角度以及SOFA風(fēng)量與負(fù)荷的關(guān)系曲線。

SOFA水平擺角試驗(yàn)：維持鍋爐負(fù)荷、總風(fēng)量、磨組運(yùn)行方式及配風(fēng)方式不變的情況下，分別將SOFA水平擺角置于+15°、+7°、0°、-7°、-15°，在各個工況下分析受熱面的壁溫分布，找出壁溫偏差的變化規(guī)律，確定偏差最小時SOFA的水平角度。

3.2 氧量變化的調(diào)整

對省煤器出口煙道的O2進(jìn)行測量，對DCS畫面顯示氧量進(jìn)行校對。

在不同氧量工況下測量NOx排放量、送、引機(jī)功耗，并取入爐煤、飛灰及渣樣進(jìn)行分析化驗(yàn)，在不影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的情況下，確定最佳運(yùn)行氧量，最大限度的提高再熱汽溫。

3.3 二次風(fēng)門的調(diào)整

維持鍋爐負(fù)荷、磨煤機(jī)投運(yùn)方式、氧量及其余二次風(fēng)門不變的情況下進(jìn)行變偏置風(fēng)調(diào)整試驗(yàn)，觀察偏置二次風(fēng)(CFS)的變化對鍋爐壁溫偏差、鍋爐汽溫、結(jié)焦特性及NOX的影響。

SOFA風(fēng)量變化試驗(yàn)：維持機(jī)組負(fù)荷不變，維持磨煤機(jī)投運(yùn)方式、氧量及燃燒區(qū)域二次風(fēng)門不變的情況下，通過改變SOFA風(fēng)量，分析受熱面的壁溫分布的變化，同時觀測對鍋爐汽溫、結(jié)焦特性及NOX的影響，綜合分析得出該負(fù)荷下的最佳SOFA風(fēng)量。

維持鍋爐負(fù)荷、磨煤機(jī)投運(yùn)方式、氧量及其余二次風(fēng)門不變的情況下進(jìn)行變偏置風(fēng)調(diào)整試驗(yàn)，觀察周界風(fēng)的變化對鍋爐壁溫偏差、鍋爐汽溫、結(jié)焦特性及NOX的影響。

3.4 鍋爐吹灰優(yōu)化調(diào)整

六盤山熱電廠有64臺墻式吹灰器布置于爐膛，24臺長伸縮式吹灰器和44臺聲波吹灰器布置在鍋爐上部區(qū)域、水平煙道和尾部煙道。根據(jù)煤種情況以及實(shí)際運(yùn)行情況，合理安排鍋爐各受熱面的吹灰，使得再熱器區(qū)域盡可能的少吹灰，減少再熱器的吸熱，降低再熱汽溫。

4.試驗(yàn)取得的成果

1、通過對#2爐氧量的優(yōu)化調(diào)整，降低了煙氣中CO含量，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性得到改善，爐膛內(nèi)受熱面結(jié)焦減少，爐膛出口煙溫降低，水冷壁吸熱增加，降低了再熱汽溫。

2、合理安排鍋爐各受熱面的吹灰，降低了鍋爐受熱面吹灰頻次。

3、合理調(diào)整偏置風(fēng)和周界風(fēng)的比例，減小爐膛出口殘余旋轉(zhuǎn)，從而減小再熱汽溫偏差；同時降低了脫硝入口NOX濃度，降低了噴氨量。

4、在300MW負(fù)荷試驗(yàn)基礎(chǔ)上，對210MW、240MW、270MW、330MW負(fù)荷段進(jìn)行調(diào)整，得到各負(fù)荷下最佳運(yùn)行工況，并將二次風(fēng)門投入自動，減少了運(yùn)行人員操作。